Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Введение
Целью данного диплома - создание проекта реконструкции подстанции «Сорокино» на основе прогрессивных технических решений.
Необходимость реконструкции подстанции вызвана физически и морально устаревшим парком оборудования, при эксплуатации которого растет день ото дня риск аварий на подстанции, а значит и нарушения снабжения ее потребителей, среди которых есть и потребители І категории.
При проектировании реконструкции подстанций руководствовался действующими нормативными документами, указанными в приложении №2 в «Нормах технологического проектирования подстанций переменного тока 35-750 кВ (далее - НТП ПС)» как и самими «НТП ПС». Также использовались такие нормативные источники как Концепция технической политики ОАО «МОЭСК» (от приказа ОАО РАО «ЕЭС России» с 12.11.04 г. №660) и Техническая политика ОАО «МРСК Центра» (от приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 26.10.2006 г. №270 р/293 р). Все вышеперечисленные документы созданы в соответствии и утверждены компанией ОАО «ФСК ЕЭС».
При проектировании подстанции (далее - ПС) должно быть обеспечено: 1. Надежное и качественное электроснабжение потребителей. 2. Внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса показателей подстанций современному мировому техническому уровню. 3. Высокий уровень технологических процессов и качества строительных и монтажных работ. 4. Экономическая эффективность, обусловленная оптимальным объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли и снижением эксплуатационных затрат. 5. Соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды. 6. Ремонтопригодность применяемого оборудования и конструкций. 7. Передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала.
Проект ПС выполняется на расчетный период (5 лет после ввода в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последующие не менее 5 лет.
Основные требования к ПС нового поколения: 1. Компактность, комплектность и высокая степень заводской готовности. 2. Надежность работы ПС посредством применения электрооборудования современного технического уровня. 3. Удобство проведения осмотра, технического обслуживания и ремонта; 4. Безопасность эксплуатации и обслуживания. 5. Создание ПС без обслуживающего персонала с дистанционным управлением. 6. Комплексная автоматизация, обеспечивающая создание интегрированной системы управления технологическими процессами с подсистемами релейной защиты и автоматики, коммерческого учета электроэнергии, мониторинга состояния оборудования, диагностики и управления оборудованием. 7. Обеспечение резервируемыми цифровыми каналами связи для передачи сигналов управления и информации о состоянии электрооборудования на диспетчерский пункт, в том числе, диспетчерскими голосовыми каналами. 8. Экологическая безопасность.
Устанавливаемый комплекс оборудования и устройств на ПС: - Силовое высоковольтное оборудование. - Устройства Релейной защиты и автоматики (РЗиА). - Устройства Противоаварийной автоматики (ПА). - Устройства Автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). - Устройства автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). - Устройства системы диспетчерского и технологического управления (АСДТУ). - Устройства системы диагностики и программно-технические комплексы обеспечение систем автоматической системы технического учета (АСТУ). Весь выше перечисленный комплекс оборудования и устройств должен быть аттестован в установленном ОАО «ФСК ЕЭС» порядке.
Срок службы оборудования, применяемого при новом строительстве и реконструкции подстанций, должен быть не менее 25 лет (силовых трансформаторов не менее 30 лет, аккумуляторов не менее 20 лет).
Технические требования при строительстве или реконструкции ПС.
РУ 35-220 кВ:
1. Применение закрытых РУ 35-220 кВ, в том числе, модульного контейнерного исполнения, а так же КРУЭ 110-220 кВ в крупных городах или стесненных условиях. Открытое исполнение РУ применять в остальных случаях. 2. В целях сокращения площадей ПС отдать предпочтение жесткой ошиновке. Применение гибкой ошиновки разрешаеться. 3. Самодиагностика и прогрессивные технологии обслуживания основного электрооборудования;
. Электрическая схема РУ должна соответствовать [4].
5. Компоновка ОРУ должна предусматривать возможность перехода к более сложной схеме (при наличии перспективы расширения ПС).
Запрещаются: Схемы первичных соединений ПС 35-220 кВ с отделителями и короткозамыкателями, а также с беспортальным приемом ВЛ.
РУ 6-10 кВ:
1. Закрытое исполнение, в том числе, с ячейками модульного типа на базе вакуумных выключателей.
. Использование сухих трансформаторов собственных нужд.
. Гибкая архитектура ячейки с компактной и безопасной компоновкой функциональных элементов устройства.
. Для защиты от коротких замыканий внутри шкафов КРУ должны быть предусмотрены как релейная (логическая), так и клапанная дуговые защиты, в случае недостаточной чувствительности одной из применяемых дуговых защит применяются другие типы защит (фототиристорная, с применением световодов, оптическая и т.п.).
. Оснащение устройствами РЗиА, аппаратами телеуправления, телесигнализации и приборами для определения наличия мест междуфазных однофазных замыканий на землю в линии 6-10 кВ, установленными вне ячеек РУ (отдельная панель (набор панелей) устройств РЗиА, вынесенная в отдельное помещение или на противоположную сторону РУ), с единым микропроцессорным модулем управления, контролирующим работу устройств РЗА на всех присоединениях.
. Схема РУ 6-20 кВ не должны предусматривать наличие более двух секций.
Обязательное к применению силовое высоковольтное оборудование ПС:
. Силовые трансформаторы 35-220 кВ:
- Применение встроенной системы непрерывного мониторинга состояния без вывода в ремонт трансформатора.
Применение высоковольтных вводов с твердой изоляцией (RIP). - Оснащение РПН и ее микропроцессорными блоками управления.
Оснащение АРНТ (автоматическими регуляторами напряжения).
2. Выключатели 110 кВ и выше:
- В климатических зонах с минимумом температур ниже (- 45)0С должны использоваться элегазовые баковые выключатели с подогревом. В остальных случаях - элегазовые колонковые выключатели. - При наличии потребителей І категории ПС применять для элегазовых выключателей пружинный привод и электродвигатель постоянного тока.
3. Разъединители 110 кВ и выше:
- Применять разъединители горизонтального - поворотного типа с электроприводом рабочих и заземляющих ножей с наличием защитной блокировки между ними.
Комплектование высокопрочными фарфоровыми или полимерными опорными изоляторами.
Применение стойкого антикоррозионного покрытия стальных деталей на основе горячей или холодной оцинковки.
Запрещаются: Разъединители типа РЛНД на всех уровнях напряжения.
4. Выключатели 6-10 кВ:
- Использовать на всех уровнях РУ 6-10 кВ выключатели одного производителя с линейкой параметров до IНОМ = 3150 А. - Совместимость с микропроцессорными устройствами РЗиА различных производителей. Не рекомендуются к применению: Электромагнитные, пневматические и гидравлические приводы для высоковольтных выключателей. Запрещаются: Воздушные и масляные выключатели на всех уровнях напряжения.
- Пожаро- и взрывобезопасность.
ТТ должны иметь не менее трех вторичных обмоток. Три обмотки для защит отходящих линий, а четыре - для защит вводов трансформатора.
Классы точности измерительных обмоток 0,2 и 0,2S для коммерческого учета.
ТТ на напряжениях до 35 кВ (включительно) должны быть литыми. - Антирезонансные ТН на всех уровнях напряжения РУ.
6. Дугогасящий реактор (ДГР) для компенсации емкостных токов:
- Масляные или сухие (ПС закрытого типа) только с плавной регулировкой тока настройки.
Рекомендуется использование комбинированных ДГР с подключаемым специальным трансформатором (ТДГР) в одном корпусе. - Оснащение системой автоматической настройки тока компенсации и устройством.
Установка ДГР на каждой секции РУ 6-10 кВ.
За схему соединения обмоток ТДГР принять Y0 /Δ -11.
7. Ограничители перенапряжения (ОПН): - Устанавливать ОПН с датчиком тока импульсов срабатывания и возможностью измерения токов утечки под рабочим напряжением в сетях напряжением 35-110 кВ. - Применять ОПН на основе оксидно-цинковых варисторов, с полимерной изоляцией, взрывобезопасного исполнения категории А. Запрещаются: Трубчатые и вентильные разрядники на всех уровнях напряжения.
8. Трансформатор собственных нужд (ТСН): - Использовать сухие ТСН. При соответствующем обосновании - масляные герметичные ТСН марки ТМГ, ТМГСУ. При этом вводы трансформаторы не должны быть маслонаполненными. - Наличие автоматических устройств защиты масла. - Установка ТСН в комплектном виде двухтрансформаторной ПС (обозначение - 2КТП). - За схему соединения обмоток ТСН принять . - В РУ 0,4 кВ прокладывать только изолированные проводники, а защиту обеспечивать автоматическими выключатели. Запрещаются: Мачтовые и КТП шкафного типа с вертикальной компоновкой оборудования. Масляные трансформаторы марки ТМ.
Опорно-стержневая изоляция ПС: С целью предотвращения поломки опорно-стержневых изоляторов (ОСИ) разъединителей и ошиновки (шинных мостов) устанавливать полимерные изоляторы вместо фарфоровых. Запрещаются: полимерные изоляторы - серии ЛП и ЛПИС с оболочкой полиолефиновой композиции.
Воздушная линия (ВЛ) 110 кВ и выше для питания ПС: - В качестве провода ВЛ использовать марку АС или термостойкие провода марок АССС (АССR), AERO-Z. - Создание необслуживаемых воздушных линий путем применения эффективных систем защиты ВЛ от гололедных и ветровых воздействий, грозовых перенапряжений, вибрации и пляски проводов (тросов). - Применение грозозащитных тросов (ГТ) с антикоррозийным покрытием сечением не менее 70 мм2. - Монтаж волоконно-оптического кабеля (ВОК). Рекомендуется исполнение ОКГТ - оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос.
Кабельные линии (КЛ) от РУ НН ПС: - Прокладывать кабель с изоляцией только из сшитого полиэтилена (далее - кабель из СПЭ-изоляцией), не распространяющего горение, низким выделением токсичных газов «Внг-LS». - Экранирование из медных проволок с заземлением с двух сторон. - Для защиты КЛ, проложенных в земле, от механических повреждений применять полимерную плиту марок ПКЗ 24х48 и ПКЗ 36х48.
1. Характеристика действующей ПС «Сорокино»
.1 Положение в Единой энергетической системе
Подстанция «Сорокино 110/10/10 кВ была введена в эксплуатацию в далеком 1968 году. Местоположение подстанции - Юг московской область, г. Кашира, окраина восточной части города. Начиная с 1 апреля 2005 года, подстанция находиться в распоряжении сетевой организации ОАО «МОЭСК» и ее территориального филиала - «Южные электрические сети». Подстанция имеет порядковый номер №525. ПС «Сорокино» по своему назначению является районной понизительной.
Из рисунка видно, что питание ПС осуществляется двумя отпайками в виде ВЛ марки АС - 240/39 на напряжении 110 кВ. Отпайки длиной 10 км соединяется с транзитной линией «Каширская ГРЭС - проходная подстанция «Ожерелье». Таким образом, ПС «Сорокино» является ответвительной.
Схема питания ответвительной ПС «Сорокино»
1.2 Анализ существующей схемы электрических соединений, элементов подстанции и техническия решения по замене устаревшего оборудования
РУ высшего напряжения 110 кВ выполнено в открытом виде (ОРУ), а РУ низшего напряжения 10 кВ - в комплектных ячейках (КРУ) в закрытом здании ЗРУ.
Схема соединения ОРУ-110 кВ является нестандартной, то есть не соответствует [4]. Современный аналог действующей схемы - типовая схема «110-4Н» (Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии).
Коммутационные аппараты на ОРУ-110 кВ: отделители и короткозамыкатели. Заменить в ходе реконструкции на элегазовые выключатели и разъединители горизонтально-поворотного типа с электроприводом. ТТ типа ТФЗМ-110Б - III заменить на предлагаемые в отдельном разделе диплома оптоэлектронные комбинированные измерительные трансформаторы (ТТ и ТН в одном устройстве). Вместо вентильных разрядников типа РВМГ со стороны 110 кВ установить полимерные ОПН.
Возможен демонтаж проводов питающей ВЛ 110 кВ марки АС 240/39. Монтаж и установка нового грозозащитного троса со встроенным оптическим кабелем типа ОКГТ.
На ПС установлены два силовых трансформатора типа ТРНДЦН-40000/110 с эффективно-заземленной нейтралью. Срок службы истек - подлежат замене.
Выводы низших обмоток трансформаторов защищаются вентильными разрядниками РВО-10. Заменить в ходе реконструкции на ОПН-10.
Схема соединения КРУ-10 кВ представляет собой две системы сборных шин, секционированные выключателями. В нормальном режиме - раздельная работа двух систем шин. Секционные выключатели с устройством автоматического ввода резерва (АВР). На ПС установлены ячейки КРУ серии КРУ-2-10. Коммутационные аппараты ячеек КРУ: маломасляные выключатели ВМПЭ-10/2000 (вводной на секции; секционные) и ВМПЭ-10/630 (отходящие фидера). Измерительные трансформаторы в ячейках КРУ: ТТ типов ТШЛ-10 (ячейка ввода на секции) и ТПОЛ-10 (ячейки фидеров). ТН типа НАМИ-10-66 совместно с ОПН-10ф в отдельных ячейках на всех 4 секциях РУ 10 кВ. Ячейки КРУ-2-10 почти выработали свой срок службы, поэтому принято решение не просто заменить их начинку (маломасляные выключатели, блоки РЗиА и т.п.), а приобрести новые КРУ полной заводской комплектации.
Число установленных ячеек КРУ на подстанции равно - 37: Количество отходящих линий фидеров - 23. Кол-во ячеек совместных ТН типа НАМИ и ОПН - 4. Кол-во ячеек вводных выключателей секций - 4. Кол-во ячеек с секционными выключателями - 2. Кол-во резервных ячеек - 4.
Некоторые кабели отходящих фидеров имеют бумажно-масляную изоляцию (кабели с б/м изоляцией), поэтому в ходе реконструкции будут заменены на кабели из СПЭ-изоляцией с некоторым увеличением проводимостей.
Для питания собственных нужд ПС установлены два трансформатора типа ТСМА-250/10. Соединяются на ответвлении между выводами низших обмоток силовых трансформаторов и вводными выключателями на шины 10 кВ. Такое соединение выполнено вследствие применения на ПС переменного оперативного тока. Сеть собственных нужд имеет напряжение 380/220 В с заземленной нейтралью. Шины 380/220 В секционированы автоматами с устройством АВР. Сроки служб ТСН истекли, и они подлежат замене.
.3 Потребители ПС «Сорокино»
. Каширские городские электрические сети (ГорЭС).
. Каширские распределительные электрические сети (РЭС).
. ООО «Каширский кирпичный завод».
. ОАО «Каширский литейный завод - Центролит».
. ОАО» Ожерельевский комбикормовый завод».
Рост нагрузок ПС стабильный, вследствии динамичного развития городской инфраструктуры, а также увеличения производственных мощностей подключенных предприятий. Ожидаеться в недалеком будущем и подключение новых крупных потребителей в виде предприятия компании ООО РП «Новотранс».
.4 Расчетные климатические и геологические условия района ПС
Расчетные климатические и геологические условия района ПС
|
Климат |
умеренный (У) |
|
Температура воздуха: |
|
|
Среднегодовая |
(+6)0С |
|
Максимальная |
(+38) 0С |
|
Минимальная |
(-42)0С |
|
Степень загрязнения изоляции оборудования |
II |
|
Район по гололеду |
II (расчетная толщина стенки гололеда 10 мм) |
|
Район по ветру |
I (расчетная скорость ветра 25 м/сек) |
|
Район по пляске проводов |
I (редкая пляска проводов - 1 пляска в 10 лет) |
|
Район по грозовой деятельности |
от 40 до 60 часов |
2. Выбор числа и мощности трансформаторов
2.1 Построение графика электрических нагрузок ПС и проверка на устойчивость к систематическим и аварийным перегрузкам
На ПС «Сорокино» установлены два трансформатора типа ТРНДЦН-40000-110/10. Все потребители ПС - со стороны 10 кВ. Имеются потребители 1 категории. Поэтому в ходе реконструкции будут установлены также два трансформатора (применение трех и более трансформаторов экономически неоправданно).
В целях ограничения токов КЗ на низшей стороне, и для более удобного подключения большего числа потребителей - в ходе реконструкции будут установлены также трансформаторы с расщеплением низшей обмотки. Применение РПН - обязательное.
Выбор номинальной мощности трансформаторов начинается с построения графиков электрических нагрузок трансформатора в зимний и летний расчетный день. При построении графиков следует учитывать и работу компенсирующих устройств ПС (синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов и другие ИРМ - источники реактивной мощности). В нашем случае установка ИРМ не планируется.
Для построения графика нагрузки в расчетный день используют приборы учета электроэнергии на подстанции, где замеры потребленной активной и реактивной мощности производятся с периодичностью в один час соответственно ваттметром и варметром. В полученных значениях присутствует погрешность различных составляющих: измерительные трансформаторы тока, счетчики, каналы передачи информации измерений. При реконструкции будет усовершенствование система коммерческого учета электроэнергии с целью минимизации этих погрешностей.
В таблице 3.1.1 приведены данные суточных ведомостей нагрузок ПС за расчетные зимний (16.12.10) и летний (17.06.10) дни. Согласно «НТП ПС» при выборе трансформаторов на сооружаемых ПС следует учитывать тенденцию развития мощностей нагрузок подстанции на 25% за отрезок в 5-10 лет. Поэтому исходными для дальнейшего проектирования будут полученные нагрузки с учетом поправочный коэффициента развития К10 =1,25 в таблице (обозначены жирным шрифтом).
Данные суточных ведомостей нагрузок ПС за зимний и летний расчетные дни 2010 года и с учетом коэффициента развития нагрузок в течение 5-10 лет
|
Время T, часы |
SΣ.ЗИМА (МВа) |
К10 SΣ.ЗИМА (МВа)SΣ.ЛЕТО (МВа)К10 SΣ.ЛЕТО (МВа) |
||
|
0 |
41.665 |
52.08 |
33.33 |
41.6625 |
|
1 |
42.15 |
52.68 |
33.72 |
42.125 |
|
2 |
38.694 |
48.36 |
30.95 |
38.68 |
|
3 |
37.036 |
46.3 |
29.628 |
37 |
|
4 |
37.52 |
46.9 |
30 |
37.5 |
|
5 |
38.35 |
47.9 |
30.68 |
38.35 |
|
6 |
40.981 |
51.2 |
32.78 |
40.975 |
|
7 |
45.401 |
56.7 |
36.32 |
45.4 |
|
8 |
46.43 |
58 |
37.14 |
46.425 |
|
9 |
49.964 |
62.4 |
39.97 |
49.963 |
|
10 |
50.723 |
63.4 |
40.5784 |
50.723 |
|
11 |
51.207 |
64 |
40.96 |
51.2 |
|
12 |
48.789 |
61 |
39.03 |
48.787 |
|
13 |
47.96 |
59.8 |
38.37 |
47.962 |
|
14 |
51.484 |
64.3 |
41.18 |
51.475 |
|
15 |
54.562 |
68.2 |
43.65 |
54.562 |
|
16 |
55.908 |
69.8 |
44.72 |
55.875 |
|
17 |
53.834 |
67.2 |
43.06 |
53.825 |
|
18 |
54.937 |
68.6 |
43.95 |
54.937 |
|
19 |
54.73 |
68.4 |
43.78 |
54.72 |
|
20 |
53.7 |
67.1 |
42.95 |
53.68 |
|
21 |
53.75 |
67.5 |
43 |
53.75 |
|
22 |
50.65 |
63.2 |
40.52 |
50.67 |
|
23 |
45.816 |
57.2 |
36.65 |
45.812 |
Из таблицы 3.1.1 видно, что расчетный максимум нагрузки за год приходиться в зимний день в TMAX.Г =16 час и равен SMAX.Г = 69.8 МВа. По формуле Илларионова проверю целесообразность номинального напряжения питающей сети 110 кВ:
кВ, (3.1.1)
Где L=10 км - длина отпаек в виде питающих ВЛ. PMAX.Г = 0,85· (SMAX.Г =69.8 МВа) = 59,33 МВа - ориентировочная суммарная активная мощность нагрузки.
По формуле (3.1.1) видно, что самое оптимальное напряжение из шкалы стандартных значений UОПТИМ.СТАНД = UНОМ.С = 110 кВ.
Значение допустимой аварийной перегрузки для двухтрансформаторной ПС равно 40% относительно номинальной мощности трансформатора, поэтому загрузка каждого из двух трансформаторов в нормальном режиме их раздельной работы выбирается приблизительно KЗАГР= 0,7 от максимума нагрузки ПС (SMAX.Ч =69.8 МВа).
Проверю на нагрузочную способность трансформаторы с действующей номинальной мощностью в 40 МВа по условию:
SНОМ.Т ≥ КЗАГР · SMAX.Ч; (3.1.2)
МВа ≤ 0,7·69,8 МВа=48,86 МВа; (3.1.3)
Условие не выполняется, а значит через 5-10 лет при отказе одного из двух трансформаторов будет наблюдаться аварийная перегрузка оставшегося в работе трансформатора более чем 40%, что запрещено [7]. Для дальнейших расчетов выбираю номинальную мощность трансформаторов на ступень выше, то есть в SНОМ.Т = 63 МВа каждый.
Тогда условие (3.1.2) выполниться: 63 МВа ≥ 0,7·69,8 МВа=48,86 МВа;
Проверка нагрузочной способности при систематической перегрузки:
При мощности двух трансформаторов в 63 МВа, а значит, суммарной мощности ПС SΣ.ПС =126 МВа никаких систематических перегрузок в течение года не будет, так 126 МВа > SMAX.Г = 69,8 МВа.
Проверка нагрузочной способности при аварийных перегрузках:
В данном случае в работе находиться один трансформатор мощностью 63 МВа, который (см. рисунок 3.1.1) в некоторые часы зимнего расчетного дня будет работать с некоторой перегрузкой, хоть и менее максимально допустимой в 40%, однако следует проверить будут ли превышать при этом температуры масла и обмоток допустимые значения, установленные [6]. Для дальнейшего расчета буду использовать лишь зимний график нагрузок.
Преобразовываю многоступенчатый график зимней нагрузки (рисунок 3.1.1) в эквивалентный двухступенчатый по износу изоляции. При этом к первой ступени эквивалентного графика S1.ЭКВ относятся все те ступени нагрузок, когда загрузка трансформатора KЗАГРЈ1, а ко второй ступени эквивалентного графика S2.ЭКВ - ступени нагрузок с KЗАГР>1.
Время аварийной перегрузки будет с 10 до 12 часов и с 14 до 22 часов зимнего дня, однако для упрощения расчетов беру ступень максимальной перегрузки - с 14 до 22 часов, то есть ровно 8 часов.
МВа; (3.1.4)
МВа; (3.1.5)
Нахожу: K1 - коэффициент начальной нагрузки, К’2 - коэффициент максимальной нагрузки, KMAX - коэффициент максимума графика нагрузки:
; (3.1.6)
; (3.1.7)
; (3.1.8)
В итоге получаю выражение (0.9 · KMAX < К’2), из которого следует что расчетный коэффициент перегрузки будет равен К2.РАСЧ = К’2 = 1,13.
Найду табличное значение допустимый коэффициент аварийной перегрузки К2.ДОП с исходными параметрами:
. Эквивалентная температура окружающей среды Московской области
υ0=-10°С.
. Ориентировочно выбран трансформатор с системой охлаждения «Д». 3. Время аварийной перегрузки h=8 часов.
. Коэффициент начальной перегрузки К1 = 0,853.
В итоге получаю: К2.ДОП = 1,6.
Условия сравнения К2.РАСЧ и К2.ДОП:
Если К2.РАСЧ Ј К2.ДОП, то оставшийся в работе трансформатор обеспечивает заданную нагрузку, при этом температуры масла и обмоток не превысят допустимые.
Если К2.РАСЧ > К2.ДОП, то следует выбрать трансформаторы большей мощности или отключить часть потребителей 3 категории, если они имеются.
В нашем случае К2.РАСЧ =1,13Ј К2.ДОП=1, 6, а значит оставшийся в работе трансформатор обеспечивает заданную нагрузку, при этом температуры масла и обмоток не превысят допустимые.
Выбираю ориентировочно для дальнейших расчетов трансформатор типа ТРДН-63000/110/10.
2.2 Расчет температур масла и обмотки трансформатора при аварийных перегрузках
Для дальнейших расчетов необходима таблица предельных значений температур масла и обмоток, взятая из [6].
Значения предельно допустимых температур масла и обмоток трансформатора средней мощности в зависимости от режима перегрузок
|
Режим систематических перегрузок |
Режим аварийных перегрузок |
|
|
Температура масла в верхних слоях |
105 0С |
115 0С |
|
Температура наиболее нагретой точки обмотки |
1400С |
1400С |
Расчет температуры масла и обмотки трансформатора при аварийной перегрузки начинается с определения превышения температуры масла над температурой окружающей среды в установившемся режиме при загрузке K1 и К’2 по выражению:
, (3.2.1)
Где - номинальное значение превышения температуры масла над температурой окружающей среды.
=55 0С для системы охлаждения М и Д (наш рассматриваемый случай).
b = 4.9 - отношение потерь короткого замыкания (245 кВт) к потерям холостого хода (50 кВт) в выбранном трансформаторе.
X = 0.9 - показатель степени для системы охлаждения М и Д.
В итоге получаю для K1=0.88 и T1=15 часов:
; (3.2.2)
Для К’2=1.066 и T2=9 часов:
; (3.2.3)
Далее рассчитываю превышение температуры масла над температурой окружающей среды в переходном режиме по выражению:
, (3.2.4)
Где - начальное для данной ступени нагрузки превышение температуры масла над температурой окружающей среды.
- установившееся для данной ступени нагрузки превышение температуры масла над температурой окружающей среды.
Т - расчетный период нагрева.
=3 часа - постоянная времени нагрева трансформатора с системой охлаждения М и Д.
Расчет для эквивалентной ступени (смотри рис 3.1.2 - S2.ЭКВ=67.1 МВа).
==;
=;
Для Т=14,5 часов: ;
Для T=20 часов: ; Для Т=23 часов: ;
В момент времени 23:00 вторая загруженная ступень кончается, и из расчетов очевидно, что после 9 часов длительности ступени температура масла достигает своего максимального значения:
; (3.2.5)
Расчет для ненагруженной эквивалентной ступени (смотри рис 3.1.2 - S1.ЭКВ=55.5 МВа).
==;
== ;
Для T=24 часа (0 часов): ;
Для Т=5 часов: ;
Для Т=10 часов: ;
Для Т=14 часов: ;
В момент 14:00 заканчивается ненагруженная первая эквивалентная ступень и начинается вторая, с которой мы и начали расчет температуры масла. Вследствие перехода к нагруженной ступени, температура масла опять будет расти в течении 9 часов, поэтому именно в момент около 14 часов и достигается минимум температуры масла:
; (3.2.6)
Чтобы получить абсолютную температуру масла в какой либо момент времени необходимо суммировать соответствующую ему температуру масла над окружающей средой и саму эквивалентную температуру окружающей среды υ0 (υ0 = (-10)°С для г. Кашира). Для проверки допустимости абсолютной температуры масла возьму ее максимальное значение в момент T=23 часа:
; (3.2.7)
Сравниваю полученное значение со значением 1150С из таблицы 3.2.
Вывод: Максимально возможная в течение эксплуатации абсолютная температура масла (49,830С) не превышает предельно допустимое значение, указанное в [6].
Далее рассчитаю превышение температуры обмотки над температурой масла при коэффициенте загрузки K1 и К’2 по выражению:
, (3.2.8)
- номинальное превышение температуры обмотки над температурой окружающей среды.
=23 0С для трансформаторов с системой охлаждения М и Д.
Y= 0,8 - показатель степени для системы охлаждения Д.
; (3.2.9)
; (3.2.10)
Принимаю допущение, что температура обмотки изменяется по тому же закону, что и температура масла. Это значит, что и для расчета температуры обмотки достаточно прибавить к температуре масла рассчитанное значение , т.е.
Найду абсолютную максимальную температуру обмотки соответствующей в момент T=23 часа второй эквивалентной ступени:
; (3.2.11)
Сравниваю полученное значение со значением 1400С из таблицы 3.2.
Максимально возможная в течение эксплуатации абсолютная температура обмотки (75,310С) не превышает предельно допустимое значение, указанное в [6].
.3 Расчет и сравнение потерь электроэнергии на подстанции до и после замены трансформаторов
Потери электроэнергии в трансформаторах складываются из потерь в стали и в обмотках вследствие их нагрева токами.
, (3.3.1)
где - потери электроэнергии в стали трансформатора.
- потери электроэнергии в обмотках трансформатора.
Расчет потерь в устанавливаемых трансформаторах ТРДН-63000/110:
Считая, что трансформаторы не отключаются в течение года, потери в стали для всех типов трансформаторов рассчитываются как
, (3.3.2)
Где n=2 - число работающих на ПС трансформаторов.
- потери холостого хода.
= 8760 часов - число часов работы трансформатора в году.
Считаем нагрузочные потери в обмотках:
+ +,
Где - потери короткого замыкания.
- ступени графика полных мощностей нагрузок в зимний период.
- продолжительность соответствующих ступеней графика зимнего периода.
Z=200 - число зимних суток в году.
- ступени графика полных мощностей нагрузок в летний период.
- продолжительность соответствующих ступеней графика летнего периода.
L=176 - число летних суток в году.
В итоге, суммарные потери электроэнергии равны:
; (3.3.3)
Расчет потерь в прежних трансформаторах ТРНДЦН-40000/110:
Потери в стали:
, (3.3.4)
Где n=2 - число работающих на ПС трансформаторов.
- потери холостого хода.
= 8760 часов - число часов работы трансформатора в году.
Нагрузочные потери в обмотках:
+,
Где - потери короткого замыкания.
- ступени графика полных мощностей нагрузок в зимний период.
- продолжительность соответствующих ступеней графика зимнего периода.
Z=200 - число зимних суток в году.
- ступени графика полных мощностей нагрузок в летний период.
- продолжительность соответствующих ступеней графика летнего периода.
L=176 - число летних суток в году.
В итоге, суммарные потери электроэнергии равны:
; (3.3.5)
Сравнение суммарных потерь электроэнергии в трансформаторах за год до и после реконструкции:
До реконструкции: ; (3.3.6)
После реконструкции: ; (3.3.7)
Сравнивая значения, делаем вывод, что потери электроэнергии в устанавливаемых в ходе реконструкции трансформаторах ТРДН-63000/110 будут меньше, чем были у прежних трансформаторов ТРНДЦН-40000/110.
Таким образом, делаем окончательный выбор трансформаторов в количестве 2 штуки типа ТРДН-63000/110. В таблице 3.3.1 указаны паспортные данные трансформатора.
Паспортные данные силового трансформатора
|
ТРДН-63000/110-У1 |
РПН - 9 ступеней (±16%) |
|
Установка - открытая |
UK. ВН-НН% =10.5% |
|
SНОМ.ВН = 63 МВа |
|
|
SНОМ.НН 1,2 = 31.5 МВа |
|
|
UВН = 115 кВ |
Масса - 66,7 тонн |
|
UНН = 10,5 кВ |
Производитель: ОАО «Электрозавод» (г. Москва) |
|
Y0 / Δ - Δ - 11 - 11 |
Стоимость: 28 млн. рублей |
3. Выбор схем электрических соединений РУ ПС
3.1 Основные требования к схемам распределительных устройств
Выбор конкретной схемы соединений РУ при проектировании строительства или реконструкции ПС должен производиться исходя из требований, сформулированных в [1].
Требования к схемам РУ ПС:
1. Надежность снабжения всех ПС и надежность работы прилегающей сети. 2. Удобство эксплуатации, заключающееся в простоте и наглядности схем, снижающих вероятность ошибочных действий персонала, возможности минимизации числа коммутаций в первичных или вторичных цепях при изменении режима работы электроустановки.
. Техническая гибкость, заключающаяся в возможности приспосабливаться к изменяющимся режимам работы электроустановки, в том числе при плановых и аварийно-восстановительных ремонтах, расширении, реконструкции и испытаниях.
. Компактность размещения всей ПС.
. Экологическая чистота окружающей среды.
. Технически обоснованная экономичность.
. Возможность автоматизации и дистанционного управления подстанцией, т.е. создания «цифровой» подстанции на основе стандарта МЭК №61250. При этом подстанция будет освобождена от постоянного присутствия обслуживающего персонала.
.2 Выбор исполнения и схемы РУ напряжением 110 кВ